ICS 75.200 E 98
GB
中华人民共和国国家标准
GB321672015
油气输送管道完整性管理规范
Oil and gas pipeline integrity management specification
2015-10-13发布
2016-03-01实施
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 发布中国国家标准化管理委员会 GB 32167—2015
目 次
前言 1范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 一般要求 5 数据采集与整合 5.1数据采集 5.2 数据移交 5.3数据存储与更新 6高后果区识别 6.1 识别准则 6.2 高后果区识别工作的基本要求 6.3 高后果区的管理 6.4 高后果区识别报告 7风险评价 7.1 评价目标 7.2 评价方法 7.3 评价流程 7.4 风险可接受性 7.5 风险再评价 7.6 报告 8 完整性评价： 8.1 评价方法及评价周期 8.2 内检测 8.3 压力试验 8.4 直接评价方法 8.5 其他评价方法· 8.6 适用性评价 8.7 管道继续使用评估· 9风险消减与维修维护... 9.1 日常管理与巡护。 9.2 缺陷修复 9.3 第三方损坏风险控制
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20 20 20 1 GB 32167—2015
9.4 自然与地质灾害风险控制 9.5 腐蚀风险控制 9.6 应急支持 9.7 降压运行 10 效能评价 11 失效管理 12 记录与文档管理、沟通和变更管理·
20
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21
22 22 22 22 22 22 23 23 24 26 34 35 37 39 40 41 43 48 49 51 53 ?56
12.1 记录与文档管理 12.2 沟通 12.3 变更管理 13培训和能力要求附录A（资料性附录） 完整性管理数据采集清单. 附录B（资料性附录） 提交数据表结构附录C（资料性附录） 潜在影响区示意图附录D（资料性附录） 管道完整性管理相关报告的内容附录E（资料性附录） 管道风险矩阵附录F（资料性附录） 管道建设期风险评价内容附录G（资料性附录） 管道泄漏频率统计和推荐可接受标准附录H（资料性附录） 内检测类型和检测用途附录I（资料性附录） 内检测典型性能规格附录J（资料性附录） 缺陷类型与评价标准适用性对照表附录K（资料性附录） 不同类型缺陷修复方法附录L（资料性附录） 管道失效事件信息统计表附录M（资料性附录） 管道完整性管理培训大纲参考文献
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ⅡI GB 32167—2015
前言
本标准的4.4、4.5、4.6、8.1.1、8.1.2、8.1.5为强制性的，其余为推荐性的本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草。 本标准由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355)提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气
与管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京天然气管道有限公司、中国石油化工股份有限公司天然气分公司、中海石油气电集团有限责任公司、北京航天航空大学、中国安全生产科学研究院，
本标准主要起草人：冯庆善、吴志平、项小强、常景龙、王婷、董绍华、周利剑、贾韶辉、宗照峰、 陈朋超、燕冰川、张华兵、王良军、王富祥、张海亮、李保吉、于智博、李振宇、张峰、张圣柱、吴欣航、 王学力、冯文兴、戴联双、李睿、贾光明、刘成海、任重、沙胜义、赵晓明、赵连玉、郑洪龙、程万洲、刘亮、 费凡、王为。
Ⅲ GB 32167—2015
油气输送管道完整性管理规范
1范围
本标准规定了油气输送管道完整性管理的内容、方法和要求，包括数据采集与整合、高后果区识别、 风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等内容。
本标准适用于遵循GB50251或GB50253设计，用于输送油气介质的陆上钢质管道的完整性管理。本标准不适用于站内工艺管道的完整性管理。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T16805 液体石油管道压力试验 GB/T21447 钢制管道外腐蚀控制规范 GB/T21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范 GB/T23258 钢质管道内腐蚀控制规范 GB/T27512 埋地钢质管道风险评估方法 GB/T27699 钢质管道内检测技术规范 GB/T29639 生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则 GB50251 输气管道工程设计规范 GB50253 输油管道工程设计规范 SY/T0087.1 钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道外腐蚀直接评价 SY/T0087.2 钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价 SY/T6713 管道公众警示程序 SY/T6825 管道内检测系统的鉴定 SY/T6828 油气管道地质灾害风险管理技术规范 SY/T6889 管道内检测 SY/T6891.1 油气管道风险评价方法 ：第1部分：半定量评价法
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管道完整性 pipelineintegrity 管道处于安全可靠的服役状态，主要包括：管道在结构和功能上是完整的；管道处于风险受控状态；
管道的安全状态可满足当前运行要求。 3.2
管道完整性管理 pipeline integrity management;PIM 对管道面临的风险因素不断进行识别和评价，持续消除识别到的不利影响因素，采取各种风险消减
1 GB32167—2015
措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终实现安全、可靠、经济地运行管道的目的。 3.3
完整性管理方案integritymanagementprogram 对管道完整性管理活动作出针对性计划和安排的文件，系统地指导数据采集与整合、高后果区识
别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等完整性管理工作。 3.4
线性参考linearreferencing 沿长输管道等线性系统的相对位置（如里程)存储数据的一种方法
3.5
数据对齐 data aligning 通过阀门、短节、环焊缝等易于识别的特征将多来源或多批次管道数据按照线性参考系统进行位置
校准。 3.6
基线检测 baseline inspection 管道实施的第一次完整性检测，包括中心线、变形检测和漏磁内检测以及其他检测活动。
3.7
基线评价 baselineassessment 在基线检测的基础上开展的首次管道完整性状况评价。
3.8
高后果区highconsequenceareas；HCAs 管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域。
3.9
地区等级 location class 按管道沿线居民户数和（或)建筑物的密集程度等划分的等级，分为四个地区等级。 注：地区等级划分标准见GB50251。
3.10
潜在影响区域 potentialimpactzone 管道泄漏可能使其周边公众安全和/或财产遭到严重影响的区域。
3.11
完整性评价integrityassessment 采取适用的检测或测试技术，获取管道本体状况信息，结合材料与结构可靠性等分析，对管道的安
全状态进行全面评价，从而确定管道适用性的过程。常用的完整性评价方法有：基于管道内检测数据的适用性评价、压力试验和直接评价等。 3.12
内检测in-lineinspection;ILI 借助于流体压差使检测器在管内运动，检测管道缺陷（内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等）、管道中心
线位置和管道结构特征（焊缝、三通、弯头等)的方法。 3.13
规定的最小屈服强度 specifiedminimumyieldstrength;SMYS 针对某种管材，在技术条件中所规定的屈服强度的最小值。
3.14
直接评价directassessment；DA 一种采用结构化过程的完整性评价方法，即通过整合管道物理特性、系统的运行记录或检测、检查 2 GB32167—2015
和评价结果的管段等信息，给出预测性的管道完整性评价结论。 3.15
失效failure 管道或相关设施等失去原有设计所规定的功能或造成一定损失的物理变化，包括泄漏、损坏或性能下降
3.16
金属损失 metalloss 管道表面部分区域集中失去金属的现象。 注：金属损失通常是由于腐蚀所致，但划痕或机械损伤也能导致金属损失。
3.17
制造缺陷 manufacturingdefects 在钢板制造或者钢管、管件、法兰、阀门等元件生产过程中产生的缺陷。
3.18
变形deformation 管体形状的改变，如弯曲、屈曲、凹陷、椭圆度、波纹、褶皱或影响管道截面圆度或平直度的其他变化
3.19
适用性评价 fitness for purpose;FFP 对含缺陷或损伤的在役构件结构完整性的定量评价过程。
3.20
第三方损坏 third-party damage 管道企业及与其有合同关系的承包商之外的个人或组织无意或蓄意损坏管道系统的行为。
3.21
效能评价 performancemeasurement 对某种事物或系统执行某一项任务结果或者进程的质量好坏、作用大小、自身状态等效率指标的量
化计算或结论性评价。 3.22
最大操作压力 maximumoperatingpressure;MOP 在正常运行条件下，管道系统实际达到的最高压力。
3.23
最大允许操作压力 maximumallowableoperatingpressure;MAOP 油气管道处于水力稳态工况时允许达到的最高压力，等于或小于设计压力。
3.24
安全运行压力 Jsafeoperatingpressure 通过完整性评价得出的管道允许操作压力。
3.25
高后果区识别率 HCAidentification rate 完成高后果区识别或更新的管道里程占在役油气管道里程的比例。
3.26
风险控制率 riskcontrolrate 已采取控制措施将风险降低到可接受范围以内的管道风险点数占识别的风险点总数的比例。
4一般要求
4.1完整性管理应贯穿管道全生命周期，包括设计、采购、施工、投产、运行和废弃等各阶段，并应符合国家法律法规的规定。检验检测机构资质要求应满足特种设备相关法律法规规定，
3 GB321672015
4.2 新建管道的设计、施工和投产应满足完整性管理的要求。 4.3数据采集与整合工作应从设计期开始，并在完整性管理全过程中持续进行。 4.4在建设期开展高后果区识别，优化路由选择。无法避绕高后果区时应采取安全防护措施 4.5管道运营期周期性地进行高后果区识别，识别时间间隔最长不超过18个月。当管道及周边环境发生变化，及时进行高后果区更新。 4.6对高后果区管道进行风险评价。 4.7 积极采用新技术。 4.8管道企业应明确管道完整性管理的负责部门及职责要求，并对完整性管理从业人员进行培训。 4.9完整性管理是持续循环的过程，包括数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等六个环节，见图1。
数装采集与标食
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效能评价
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风消减大专维体维护装
充题生还价
图1完整性管理工作流程
5数据采集与整合
5.1数据采集 5.1.1数据采集流程 5.1.1.1应明确管道全生命周期不同阶段需采集数据的种类和属性，并按照源头采集的原则进行采集。 5.1.1.2数据来源包括设计、采购、施工、投产、运行、废弃等过程中产生的数据，还包括管道测绘记录、 环境数据、社会资源数据、失效分析、应急预案等。 5.1.2数据采集内容 5.1.2.1管道建设期数据采集内容应包含管道属性数据、管道环境数据、施工过程中的重要过程及事件记录、设计文件、施工记录及评价报告等。 5.1.2.2运行期数据采集内容应包含管道属性数据、管道环境数据和管道检测维护管理数据。 5.1.2.3管道完整性管理数据采集清单参见附录A。 5.1.3数据采集方法 5.1.3.1中心线测量 5.1.3.1.1新建管道中心线测量应在管道施工阶段进行，并在回填之前完成。测量的管道中心线数据应包括地理坐标、高程、埋深。测量数据应与桩、环焊缝、拐角点等信息对应。与公路、铁路、管道、河流、 建筑物等交叉点的坐标数据应标注。 5.1.3.1.2在管道运行阶段，应根据管理要求和规定维护和更新测绘数据。宜通过卫星定位系统和埋 ICS 75.200 E 98
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中华人民共和国国家标准
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油气输送管道完整性管理规范
Oil and gas pipeline integrity management specification
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中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 发布中国国家标准化管理委员会 GB 32167—2015
目 次
前言 1范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 一般要求 5 数据采集与整合 5.1数据采集 5.2 数据移交 5.3数据存储与更新 6高后果区识别 6.1 识别准则 6.2 高后果区识别工作的基本要求 6.3 高后果区的管理 6.4 高后果区识别报告 7风险评价 7.1 评价目标 7.2 评价方法 7.3 评价流程 7.4 风险可接受性 7.5 风险再评价 7.6 报告 8 完整性评价： 8.1 评价方法及评价周期 8.2 内检测 8.3 压力试验 8.4 直接评价方法 8.5 其他评价方法· 8.6 适用性评价 8.7 管道继续使用评估· 9风险消减与维修维护... 9.1 日常管理与巡护。 9.2 缺陷修复 9.3 第三方损坏风险控制
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9.4 自然与地质灾害风险控制 9.5 腐蚀风险控制 9.6 应急支持 9.7 降压运行 10 效能评价 11 失效管理 12 记录与文档管理、沟通和变更管理·
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12.1 记录与文档管理 12.2 沟通 12.3 变更管理 13培训和能力要求附录A（资料性附录） 完整性管理数据采集清单. 附录B（资料性附录） 提交数据表结构附录C（资料性附录） 潜在影响区示意图附录D（资料性附录） 管道完整性管理相关报告的内容附录E（资料性附录） 管道风险矩阵附录F（资料性附录） 管道建设期风险评价内容附录G（资料性附录） 管道泄漏频率统计和推荐可接受标准附录H（资料性附录） 内检测类型和检测用途附录I（资料性附录） 内检测典型性能规格附录J（资料性附录） 缺陷类型与评价标准适用性对照表附录K（资料性附录） 不同类型缺陷修复方法附录L（资料性附录） 管道失效事件信息统计表附录M（资料性附录） 管道完整性管理培训大纲参考文献
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ⅡI GB 32167—2015
前言
本标准的4.4、4.5、4.6、8.1.1、8.1.2、8.1.5为强制性的，其余为推荐性的本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草。 本标准由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355)提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气
与管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京天然气管道有限公司、中国石油化工股份有限公司天然气分公司、中海石油气电集团有限责任公司、北京航天航空大学、中国安全生产科学研究院，
本标准主要起草人：冯庆善、吴志平、项小强、常景龙、王婷、董绍华、周利剑、贾韶辉、宗照峰、 陈朋超、燕冰川、张华兵、王良军、王富祥、张海亮、李保吉、于智博、李振宇、张峰、张圣柱、吴欣航、 王学力、冯文兴、戴联双、李睿、贾光明、刘成海、任重、沙胜义、赵晓明、赵连玉、郑洪龙、程万洲、刘亮、 费凡、王为。
Ⅲ GB 32167—2015
油气输送管道完整性管理规范
1范围
本标准规定了油气输送管道完整性管理的内容、方法和要求，包括数据采集与整合、高后果区识别、 风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等内容。
本标准适用于遵循GB50251或GB50253设计，用于输送油气介质的陆上钢质管道的完整性管理。本标准不适用于站内工艺管道的完整性管理。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T16805 液体石油管道压力试验 GB/T21447 钢制管道外腐蚀控制规范 GB/T21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范 GB/T23258 钢质管道内腐蚀控制规范 GB/T27512 埋地钢质管道风险评估方法 GB/T27699 钢质管道内检测技术规范 GB/T29639 生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则 GB50251 输气管道工程设计规范 GB50253 输油管道工程设计规范 SY/T0087.1 钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道外腐蚀直接评价 SY/T0087.2 钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价 SY/T6713 管道公众警示程序 SY/T6825 管道内检测系统的鉴定 SY/T6828 油气管道地质灾害风险管理技术规范 SY/T6889 管道内检测 SY/T6891.1 油气管道风险评价方法 ：第1部分：半定量评价法
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管道完整性 pipelineintegrity 管道处于安全可靠的服役状态，主要包括：管道在结构和功能上是完整的；管道处于风险受控状态；
管道的安全状态可满足当前运行要求。 3.2
管道完整性管理 pipeline integrity management;PIM 对管道面临的风险因素不断进行识别和评价，持续消除识别到的不利影响因素，采取各种风险消减
1 GB32167—2015
措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终实现安全、可靠、经济地运行管道的目的。 3.3
完整性管理方案integritymanagementprogram 对管道完整性管理活动作出针对性计划和安排的文件，系统地指导数据采集与整合、高后果区识
别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等完整性管理工作。 3.4
线性参考linearreferencing 沿长输管道等线性系统的相对位置（如里程)存储数据的一种方法
3.5
数据对齐 data aligning 通过阀门、短节、环焊缝等易于识别的特征将多来源或多批次管道数据按照线性参考系统进行位置
校准。 3.6
基线检测 baseline inspection 管道实施的第一次完整性检测，包括中心线、变形检测和漏磁内检测以及其他检测活动。
3.7
基线评价 baselineassessment 在基线检测的基础上开展的首次管道完整性状况评价。
3.8
高后果区highconsequenceareas；HCAs 管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域。
3.9
地区等级 location class 按管道沿线居民户数和（或)建筑物的密集程度等划分的等级，分为四个地区等级。 注：地区等级划分标准见GB50251。
3.10
潜在影响区域 potentialimpactzone 管道泄漏可能使其周边公众安全和/或财产遭到严重影响的区域。
3.11
完整性评价integrityassessment 采取适用的检测或测试技术，获取管道本体状况信息，结合材料与结构可靠性等分析，对管道的安
全状态进行全面评价，从而确定管道适用性的过程。常用的完整性评价方法有：基于管道内检测数据的适用性评价、压力试验和直接评价等。 3.12
内检测in-lineinspection;ILI 借助于流体压差使检测器在管内运动，检测管道缺陷（内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等）、管道中心
线位置和管道结构特征（焊缝、三通、弯头等)的方法。 3.13
规定的最小屈服强度 specifiedminimumyieldstrength;SMYS 针对某种管材，在技术条件中所规定的屈服强度的最小值。
3.14
直接评价directassessment；DA 一种采用结构化过程的完整性评价方法，即通过整合管道物理特性、系统的运行记录或检测、检查 2 GB32167—2015
和评价结果的管段等信息，给出预测性的管道完整性评价结论。 3.15
失效failure 管道或相关设施等失去原有设计所规定的功能或造成一定损失的物理变化，包括泄漏、损坏或性能下降
3.16
金属损失 metalloss 管道表面部分区域集中失去金属的现象。 注：金属损失通常是由于腐蚀所致，但划痕或机械损伤也能导致金属损失。
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制造缺陷 manufacturingdefects 在钢板制造或者钢管、管件、法兰、阀门等元件生产过程中产生的缺陷。
3.18
变形deformation 管体形状的改变，如弯曲、屈曲、凹陷、椭圆度、波纹、褶皱或影响管道截面圆度或平直度的其他变化
3.19
适用性评价 fitness for purpose;FFP 对含缺陷或损伤的在役构件结构完整性的定量评价过程。
3.20
第三方损坏 third-party damage 管道企业及与其有合同关系的承包商之外的个人或组织无意或蓄意损坏管道系统的行为。
3.21
效能评价 performancemeasurement 对某种事物或系统执行某一项任务结果或者进程的质量好坏、作用大小、自身状态等效率指标的量
化计算或结论性评价。 3.22
最大操作压力 maximumoperatingpressure;MOP 在正常运行条件下，管道系统实际达到的最高压力。
3.23
最大允许操作压力 maximumallowableoperatingpressure;MAOP 油气管道处于水力稳态工况时允许达到的最高压力，等于或小于设计压力。
3.24
安全运行压力 Jsafeoperatingpressure 通过完整性评价得出的管道允许操作压力。
3.25
高后果区识别率 HCAidentification rate 完成高后果区识别或更新的管道里程占在役油气管道里程的比例。
3.26
风险控制率 riskcontrolrate 已采取控制措施将风险降低到可接受范围以内的管道风险点数占识别的风险点总数的比例。
4一般要求
4.1完整性管理应贯穿管道全生命周期，包括设计、采购、施工、投产、运行和废弃等各阶段，并应符合国家法律法规的规定。检验检测机构资质要求应满足特种设备相关法律法规规定，
3 GB321672015
4.2 新建管道的设计、施工和投产应满足完整性管理的要求。 4.3数据采集与整合工作应从设计期开始，并在完整性管理全过程中持续进行。 4.4在建设期开展高后果区识别，优化路由选择。无法避绕高后果区时应采取安全防护措施 4.5管道运营期周期性地进行高后果区识别，识别时间间隔最长不超过18个月。当管道及周边环境发生变化，及时进行高后果区更新。 4.6对高后果区管道进行风险评价。 4.7 积极采用新技术。 4.8管道企业应明确管道完整性管理的负责部门及职责要求，并对完整性管理从业人员进行培训。 4.9完整性管理是持续循环的过程，包括数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等六个环节，见图1。
数装采集与标食
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图1完整性管理工作流程
5数据采集与整合
5.1数据采集 5.1.1数据采集流程 5.1.1.1应明确管道全生命周期不同阶段需采集数据的种类和属性，并按照源头采集的原则进行采集。 5.1.1.2数据来源包括设计、采购、施工、投产、运行、废弃等过程中产生的数据，还包括管道测绘记录、 环境数据、社会资源数据、失效分析、应急预案等。 5.1.2数据采集内容 5.1.2.1管道建设期数据采集内容应包含管道属性数据、管道环境数据、施工过程中的重要过程及事件记录、设计文件、施工记录及评价报告等。 5.1.2.2运行期数据采集内容应包含管道属性数据、管道环境数据和管道检测维护管理数据。 5.1.2.3管道完整性管理数据采集清单参见附录A。 5.1.3数据采集方法 5.1.3.1中心线测量 5.1.3.1.1新建管道中心线测量应在管道施工阶段进行，并在回填之前完成。测量的管道中心线数据应包括地理坐标、高程、埋深。测量数据应与桩、环焊缝、拐角点等信息对应。与公路、铁路、管道、河流、 建筑物等交叉点的坐标数据应标注。 5.1.3.1.2在管道运行阶段，应根据管理要求和规定维护和更新测绘数据。宜通过卫星定位系统和埋